《城市轨道交通电气设备测试（第2版）》 课件3.8色谱分析

《高电压检测项目》油色谱分析目录01油色谱试验检测原理02油色谱检测系统03IEC三比值法04油色谱试验检测案例01油色谱试验检测原理油色谱试验检测原理

油色谱试验可分析绝缘油中溶解气体的含量，能提前预测设备的内部故障，防止设备损坏和由于设备损坏而导致的电网大面积停电事故发生。因此，利用绝缘油中溶解气体的色谱分析方法，并结合其他试验手段可以随时监视设备的运行状况，对保障设备乃至电网的安全运行能起到积极作用，对于提高整个电力系统安全运行的可靠性是非常必要的。1.1油色谱分析目的油色谱分析试验，既是定期试验项目，又是检查性试验项目。例如，在运行中变压器的气体继电器动作后，作为检查性试验一般都要同时取油样及气体继电器中的气样作色谱分析。油色谱试验检测原理

油色谱中的特征气是对判断充油电气设备内部有价值的气体，即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。总烃含量是烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。游离气体是指非溶解于油中的气体。

变压器存在局部过热或局部放电时，故障部位的绝缘油或固体绝缘物将会分解出小分子烃类气体（如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等）和其他气体（如H2、CO、CO2等）。上述每种气体在油中的浓度和油中可燃气体的总浓度（TCG）均可作为变压器设备内部故障诊断的指标。油色谱试验检测原理

乙炔是放电性故障的特征气体，正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，因此普遍认为，当发现乙炔从无（仪器检测不到）到有时，就应引起重视，进行跟踪和查找原因。变压器内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障，其特征气体H2含量很高，如果色谱分析H2含量超标，而其他成分并没有增加时，可大致判断为设备含有水分。一般来说，为了防止受潮，绝缘应具有良好的密封性。1.2特征气体分析根据IEC导则分析认为：（1）当特征气体为CH4、C2H4主导型时，变压器异常表现为过热或接触不良；（2）总烃超标情况下，CO含量超过300L/L时，则可能涉及固体绝缘过热；（3）C2H2含量一直为零，表明故障性质为过热性故障，还未发展成局部放电。油色谱试验检测原理

一直以来油中溶解气体采用气相色谱法分析作为故障诊断的常用方法来判断浸油类电力设备的运行状况。其主要优点是能够提供油中溶解的各种气体浓度的定量分析，但其操作过程复杂。随着我国电力向大电网、大机组、高容量、高电压等级的迅猛发展，对关键电力设备运行状态的实时把握提出越来越高的技术要求，变压器油色谱在线监测从本质上改变了传统的变压器油监测方式，不但提高了企业管理运营效率，也有效保障了变压器运行的安全可靠性。1.3故障类型判断

油色谱试验检测原理

当变压器内部发生电弧放电故障时，油中溶解的故障特征气体主要是C2H2、H2，其次是大量的C2H4、CH4。变压器内部发生电弧放电时，一般C2H2占总烃20%～70%，H2占30%～90%。

高能量的电弧放电一般发生在变压器内的油浸固体绝缘中，不仅产生较多的CO、CO2，而且由于电弧放电的能量密度高，在电场力作用下会产生高速电子流，其轰击作用会对变压器固体绝缘材料产生严重的破坏。同时，产生的大量气体一方面不仅进一步降低了变压器绝缘性能，另一方面其中还含有较多的可燃气体。因此，若不及时处理电弧放电故障，极端情况下则可能造成变压器的重大损坏或爆炸事故。

油色谱试验检测原理

当变压器内部发生火花放电时，油中气体以C2H2、H2为主，因故障能量小，产生的烃类气体含量不大，但油中溶解的C2H2在总烃中所占比例可高达25%～90%，C2H4含量占总烃的20%以下，H2占总量的30%以上。

当变压器发生局部放电时，油中溶解气体各组成部分含量随放电能量的大小而产生差异，一般总烃含量不高，主要成分是H2，其次是CH4。通常H2占氢烃总量的90%以上，CH4占总烃的90%以上。当放电能量增大时也可能分解出C2H2，但一般占总烃比例不超过2%，这是变压器局部放电与电弧放电和火花放电区别的主要标志。

02油色谱检测系统油色谱检测系统2.1变压器油色谱在线监测

变压器油色谱在线监测系统是在传统色谱分析技术基础上经过不断的试验和完善，实现变压器油色谱在线监测，气敏传感器可同时检测H2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2这七种故障特征气体，并能辅助实现油中微水的实时检测。2.2故障诊断专家系统

通过对故障特性气体的分析诊断，能及时捕捉到变压器故障信息，科学指导设备运行检修。系统分析软件对数据进行分析处理，分别计算出故障气体各组分及总烃含量；故障诊断专家系统对变压器油色谱数据进行综合分析诊断，实现变压器故障的在线监测分析。油色谱检测系统2.3系统功能展示

如图3-49所示为变压器油中气体色谱分析在线监测实物图，如图3-50所示为变压器气体在线监测及故障专家系统，如图3-51所示为变压器气体在线监测数据，如图3-52所示为六种故障气体与总烃的监测数据趋势图，如图3-53所示为变压器色谱在线监测分析。（a）油色谱检测系统（b）图3-49变压器油中气体色谱分析在线监测实物图油色谱检测系统图3-50变压器气体在线监测及故障专家系统油色谱检测系统图3-51变压器气体在线监测数据油色谱检测系统图3-52六种故障气体与总烃的监测数据趋势图油色谱检测系统图3-53变压器色谱在线监测分析03IEC三比值法IEC三比值法3.1三比值法编码规则IEC三比值法是根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从5种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示，根据编码规则和故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响，是判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。三比值法中所提的几种气体指变压器内溶解气体中乙炔和乙烯、甲烷和氢气、乙烯和乙炔的比值。表3-13为三比值法规则编码表，表3-14为三比值法对应故障类型。IEC三比值法特征气体的比值比值范围编码C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H6<0.10100.1～1100≥1～3121≥3222表3-13三比值法规则编码表IEC三比值法表3-14三比值法对应故障类型序号故障性质比值范围编码典型例子C2H2/C2H4CH4/H2C2H4/C2H60无故障000正常老化1低能量局部放电010由于不完全浸渍引起含气孔穴中的放电，或过分饱和或高温度引起的孔穴中的放电2低于150°C的热故障001一般性的绝缘导线过热3150～300°C低温过热故障020引线夹件螺丝松动4150～300°C低温过热故障021由于磁通集中引起的铁心局部过热。5高于700°C高温过热故障00，1，22铁心短路，接头接触不良、焊接不良（形成丝炭）及铁心和外壳的环流、铁心多点接地6低能放电20，10，1，2引线时电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮之间火花放电低能放电并过热20，1，27电弧放电10，10，1，2绕组匝间，层间短路，相间闪络，分接头引线间油隙闪络，引线对箱壳放电，绕组熔断，分接开关飞弧，因环路电流引起电弧，引对对接地待放电等电弧放电并过热20，1，2IEC三比值法3.2比值法局限性

只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是最有效的，并应予以计算。对气体含量正常且无增长趋势的设备，比值没有意义。只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法判断故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能对正常的变压器造成误判断。

由于充油电气设备内部故障非常复杂，有典型事故统计分析得到的三比值法推荐的编码组合，在实际应用中常常出现不包括表3-11范围内的编码组合对应的故障。如表中编码组合202的故障类型为低能放电，但实际在装有带负荷调压分解开关的变压器中，由于分解开关筒里的电弧分解物渗入变压器油箱内，一般是过热与放电同时存在；对编码组合010，通常是H2组分含量较高，但引起H2高的原因甚多，一般难以做出正确无误的判断。IEC三比值法3.2比值法局限性

在实际中可能出现的故障没有包括在表3-11比值组合对应的故障类型中，例如，编码组合202或201在表中为低能放电故障，但对于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器本体油箱渗漏的情况。此时要用比值C2H2/H2配合诊断。

故障涉及固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解时，将引起CO和CO2含量明显增长，表3-11中无此编码组合。此时要利用下述的比值CO2/CO配合诊断。

由于故障分类本身存在模糊性，每一组编码与故障类型之间也具有模糊性，三比值还未能包括和反映变压器内部故障的所有形态，可以通过把比值法与故障稳定的关系变为模糊关系矩阵来判断，以便更全面地反映故障信息。04油色谱试验检测案例油色谱试验检测案例4.1油色谱分析步骤

下面以一个案例来进行油气相色谱分析。某变压器自2014年9月11日以来的变压器油气相色谱演变过程。如表3-15所示是主变压器油气相色谱演变过程。油色谱试验检测案例项目时间氢气H2一氧化碳CO二氧化碳CO2甲烷CH4乙烷C2H6乙烯C2H4乙炔C2H2总烃2014/09/113.7258.72580.3113.88.4023.22014/10/142.2210.21819.711.52.87021.32015/02/2950570.8287917138.9183.40393.32015/03/1545.4370.11912.0244.856.9243.70.2545.62015/04/14106.2810.83324.2258.955.4245.610559.912015/05/2469.21057.14127.6236.355.3231.50523.12015/06/21111.5651.63398.8363109.3476.709492015/07/24417.6164.31613.2116.137.3189.90343.3表3-15主变压器油气相色谱演变过程（节选）(L/L)油色谱试验检测案例

根据我国《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的变压器油中氢和烃类气体的注意值（总烃、乙炔、氢分别为150L/L、5L/L、150L/L），可见总烃严重超标，另外，CO2、CO含量也很高。

连续10个月的跟踪监察试验，组分含量中各项气体持续增加值较大的依次为乙烯、甲烷、二氧化碳、一氧化碳、氢气，而乙炔增加较少。从2015年2月开始氢气、一氧化碳、二氧化碳有了明显的增加，随后从3月到5月各项数值有不同程度的增加，但增加幅度并不大，已缓慢趋向稳定。进入6月，随着温度升高，#2机频繁开停机，总烃含量又有了明显增加开始氢气、乙烯、甲烷、乙烷有了明显的增加。随后各项数值又缓慢趋向稳定。油色谱试验检测案例具体来讲，特征气体有以下几个特点：（1）总烃严重超标，气体中主要成分为CH4、C2H4主导型；（2）从2月24日到6月29日，总烃相对月产气速率为48.3%，大于10%；（3）C2H2含量一直为零；（4）CO、CO2含量高，且CO2与CO含量的比值（CO2/CO）偏高。冲击电压发生器使用4.1IEC三比值法判断故障性质

根据IEC导则分析认为：①当特征气体为CH4、C2H4主导型时，变压器异常表现为过热或接触不良；②总烃超标情况下，CO含量超过300L/L时，则可能涉及固体绝缘过热；③C2H2含量一直为零，表明故障性质为过热性故障，还未发展成局部放电。

根据IEC三比值法的编码规则，可以由2号主变历次变压器油气体色谱试验结果计算出“C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6”三比值，（C2H2/C2H4）<0.1，对应编码为0；（CH4/H2）在1～3范围内，对应编码为2；（C2H4/C2H6）>3，对应编码为2，均满足“0、2、2”的编码组合，当比值为“0、2、2”时，故障指示为高于700C的过热故障，为进一步求得具体的故障点温度，可按如下经验公式估算：T＝322lg(C2H4/C2H6)+525(C)计算结果见表3-16。油色谱试验检测案例取样日期2月26日3月1日3月11日4月11日4月22日5月9日5月24日5月31日6月6日计算结果740.74725731734731721724741744取样日期6月14日6月17日6月20日6月21日6月22日6月23日6月27日6月29日

计算结果744744744740731782743743表3-16故障点温度（C）

综上所述，故障性质属高温过热，且可能涉及固体绝缘，故障点局部温度在710～760C，最高时6月23日达到782C。油色谱试验检测案例4.2故障点判断

自2015年2月26日2号主变压器油气相色谱不合格以来，检修人员对该变压器故障点部位进行了多次分析与判断，总结起来，大致有以下几种判断：（1）裸金属过热。分接开关接触不良、引线和分接开关的连接处焊接不牢。（2）低压套管软连接部分接触不良。（3）高压引线连接部分过热。4.3吊罩检查项目

检修人员通过对该变压器油的气相色谱试验进行分析，对变压器进行吊罩检查，并重点检查以下10个项目：（1）检查高压引线，绝缘护套，中性点套管下部连线有无烧痕现象。（2）检查低压套管接头、连接螺栓有无过热现象。（3）检查无励磁分接开关各触头的接触状况。油色谱试验检测案例（4）检查铁心上夹件肢板对油箱侧盖是否有间隙。（5）对上铁轭的联片、接地片进行检查。（6）对铁心上铁轭撑板绝缘进行检查。（7）检查拉板连接螺栓有无过热现象。（8）拆开拉带小辫，测量拉带绝缘电阻。（9）检查低压引线连接部位的外部绝缘有无过热现象。（10）对高压套管下部铜管芯子、均压球进行检查。4.4吊罩检查结果4.4.1吊罩发现问题

吊罩后，对各部位检查过程中，发现B相无励磁分接开关存在以下问题：B相无励磁分接开关3挡位动、静触头烧伤严重，烧痕明显。过热情况较为严重，动静触头均为贯穿性烧痕。油色谱试验检测案例4.5吊罩处理情况4.4.2解决方案更换B相无励磁分接开关。

变压器油处理采用高真空滤油机进行脱气处理，回油前对变压器整体抽真空－0.55MPa达6h，而后用高真空滤油机回油。油处理后变压器投入运行前取油样作色谱试验，结果合格，如表3-17所示为变压器油处理后色谱试验结果。时间CH4C2H6C2H4C2H2总烃H2COCO2备注9月19日5.43.928.5042.92.812.1290.5油处理静止后9月22日1.53.38.4013.22.727.7258.3油处理3天后表3-17变压器油处理后色谱试验结果（L/L）油色谱试验检测案例4.6结论（1）对于油浸式变压器，变压器油气相色谱试验能很好地反映变压器的潜伏性故障。色谱分析法是判断变压器内部故障性质的重要方法，再结合变压器内部构造、制造工艺及其检修、运行状况，往往可以很准确地判明故障性质，特别是过热、电弧和绝缘破坏等性质的故障。（2）就该变压器而言，B相无励磁分接开关运行挡位3挡动静触头接触不良，导致接触电阻增大，致使通过该挡位的电流增大，引起过热以至触头烧损。过热后使绝缘油发生热裂分解，产生出特征气体。（3）该变压器吊罩检修后，全部电气试验合格，油气相色谱试验合格，变压器投入运行之后，色谱跟踪试验结果如表3-18所示。冲击电压发生器使用

实践证明：利用色谱法进行绝缘油中的溶解气体含量分析，对于早期预报与判断故障性质、部位、严重程度以及采取处理措施都具有重要作用。当然，绝缘油中溶解气体含量与充